Correlación de imagen digital: Una nueva forma de ver la fracturación hidráulica

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La correlación de imagen digital (DIC) se utiliza rutinariamente en la ingeniería mecánica moderna para analizar la fuerza de los materiales de construcción. Los geólogos han utilizado la tecnología por la misma razón en el estudio de las minas.

Ahora, los investigadores de la Universidad de Louisiana en Lafayette están analizando que el DIC también puede ayudar a los ingenieros de petróleo, específicamente aquellos en el negocio de fracturamiento hidráulico. El objetivo final: un índice de tipos de rocas no convencionales basado en una cuantificación de su capacidad de estimularse, o lo que los productores de petróleo y gas llaman simplemente “fracturación”.

La tecnología DIC tiene algunas variaciones, pero esta aplicación implicaba el acoplamiento de una cámara de alta velocidad con un software comercial de seguimiento de cambios. Este enfoque simple permitió a los investigadores ver cuadro por cuadro cómo las líneas de tensión que se acumulan dentro de las muestras de roca comprimida se correlacionan directamente con los sitios donde las fracturas se formarían unos segundos más tarde.

El trabajo se presentó por primera vez a principios de este año en un documento técnico en la “SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference”.

Mehdi Mokhtari, investigador principal y profesor asistente de ingeniería petrolera en la universidad, dijo que el proyecto sirvió como prueba de concepto de la técnica que él espera puede explicar algunos de los factores desconocidos asociados con el comportamiento de la fractura.

“Si podemos entender mejor estas fracturas, entonces podemos optimizar el número de etapas necesarias en cada pozo para no sobre-fracturar una formación, o hacer menos de lo que se requiere”, dijo, añadiendo: “Y desde el punto de vista medioambiental, también podemos decir con certeza lo que ocurre dentro de nuestros embalses “.

Mokhtari subraya el hecho de que faltan piezas según el estándar científico que la industria del petróleo y del gas utiliza para predecir cómo se forman o crecen las fracturas hidráulicas. Estas lagunas son citadas con frecuencia por quienes consideran que los modelos tradicionales de fracturamiento hidráulico no son confiables cuando se aplican a depósitos no convencionales.

Ver es creer, con un método de prueba recientemente aplicado que puede mostrar a los investigadores cómo la tensión se relaciona con el proceso de fractura. Fuente: Universidad de Louisiana en Lafayette / SPE 184826

Más puntos de datos

Una de las principales ventajas del enfoque DIC es que puede recolectar cientos de puntos de datos por prueba frente a medidores de deformación convencionales que producen sólo un único punto de datos.  DIC también se destaca por ser un método de monitoreo sin contacto, mientras que los medidores de deformación deben estar físicamente conectados a una muestra de prueba y por lo tanto siempre representan una fuente potencial de interferencia.

Como se explica en el documento, las pruebas iniciales involucraron dos tipos de roca: una piedra arenisca homogénea (utilizada como línea de base) y una piedra caliza Buda más compleja y naturalmente fracturada del sur de Texas, una roca apretada que se encuentra debajo del campo de Shale Eagle Ford.

La configuración de laboratorio para los experimentos de prueba de deformación de correlación de imágenes digitales incluye una prensa neumática, fondo y una cámara de alta velocidad, primer plano. Fuente: Universidad de Louisiana en Lafayette / SPE 184826

La pintura es crítica para este tipo de experimento porque el único enfoque de la tecnología DIC es comparar la imagen original tomada como la prueba comienza con todas las imágenes posteriores. Cualquier deformación o cambio físico en la cara de la muestra se le asigna un código de color, recompensando a los investigadores con datos visuales fáciles de interpretar. Cuando una prueba se inicia, las áreas bajo bajo o ninguna tensión se muestran en verde.

Cuando la tensión se intensifica, líneas rojas finas aparecen rápidamente y luego crecen más gruesas. “Y cuando la roca finalmente se rompa, lo hará a lo largo de esas líneas”, dijo Mokhtari.

En las pruebas basales, las muestras homogéneas sin fracturas naturales tendieron a dividirse verticalmente por el centro, como se esperaba. Los datos de DIC mostraron en estas muestras el punto de máxima deformación, o donde la roca falló, alineado con la dirección de la carga aplicada.

Con las muestras naturalmente fracturadas, las fracturas inducidas eran mucho más complejas y tendían a ramificarse en diferentes direcciones. Mokhtari dijo que esto apoya la idea de que la orientación natural de la fractura y el material de unión que rellena esas fracturas son factores importantes para el crecimiento de la fractura.

Sin embargo, estas conclusiones son en gran medida cualitativas y no describen estos controladores con gran detalle. En ese frente, Mokhtari dijo que más trabajo tendrá que ser hecho para conectar este método experimental de prueba a las operaciones de fracturamiento hidráulico del mundo real.

“No quería sobre-generalizar los resultados” en el periódico, dijo. “Pero creo que en este punto, hemos demostrado que esta técnica funciona y tiene un montón de buenas aplicaciones.”

Mokhtari actualmente está buscando donaciones y socios de la industria para ayudar a llevar a cabo esta investigación. Agregó que con más estudio, puede ser posible descubrir cuáles son las leyes del comportamiento de fracturas. Ese trabajo comenzaría con areniscas más simples antes de abordar rocas de pizarra más complejas. Los datos recogidos podrían utilizarse para fortalecer modelos numéricos y simuladores.